概要及主要观点：
今年4月份，我国新增光伏装机为14.37GW，环比3月份的9.02GW增长近60%，但和去年同期相比，甚至还下降了1.91%。
光伏装机数据，肯定滞后于光伏组件的市场价格几个月甚至半年的时间。今年4月份的光伏装机，组件往往是在2023年底就已经完成招标采购的。那时的组件价格，比现在贵出不少。随着时间的推移，今年一季度招标达成的订单，将陆续进入市场，光伏装机大幅增长，或许是大概率事件。
今年前4个月，我国累计实现新增光伏装机60.11GW：
1月：20.37GW；
2月:16.35GW；
3月：9.02GW；
4月：14.37GW
截至6月12日，本周N型致密料持稳、P型致密料及颗粒硅价格小幅下跌（P/N棒状硅/N颗粒硅3.69/4.08/3.67万元/吨），N型硅片价格小幅波动，玻璃6月新单价格下跌，EVA树脂价格小幅下跌。
#N型致密料持稳、P型致密料及颗粒硅价格小幅下跌：本周N型料成交较少、价格持稳，部分P型料让价成交，极少企业签完本月订单，大部分企业稳价签单困难；近期下游硅片签单量有所恢复，叠加硅料企业检修产线增加，多晶硅库存累积有望放缓，预计价格接近底部。
#N型硅片价格小幅下跌：硅片环节持续亏损，本周低价资源抛售的逐步减少，但是整体价格仍于底部徘徊；当前一体化企业减产、专业化大部分维持低开工，企业控制产出、消化库存为主。
#电池片/组件价格底部持稳：电池片价格底部运行，5-6月陆续有企业减产甚至停工，但新增及改造TOPCon产能Q2及Q3初集中投放，电池仍处于阶段性累库阶段。上游价格底部趋稳，组件企业报价持稳为主；临近国内项目发货旺季，整体订单有一定回暖迹象，但受美国双反调查影响，部分组件企业下调东南亚排产。
#6月玻璃新单价格下跌：玻璃前期点火产线陆续达产，供应量稳中有增，而组件开工率下降，玻璃订单跟进有限、库存缓增；月初新单价格下跌，整体成交一般，场内观望情绪较浓。
硅料环节“月度供需重回平衡→中下游补库→价格触底反弹→下游排产提升”，将是未来 1-2 个月内重要的基本面催化；而以一体化组件盈利修复为标志的出清尾声/景气右侧，则有望最快在 1-2 个季度后出现。在此期间，工信部《查找图书规范条件》的落地，以及后续为推动电改而可能持续出台的一系列政策，将反复成为驱动板块从底部走向“右侧”的重要催化剂。
2、光伏电池技术路线对比
PERC的极限效率是24.5%，现在产业化已经做到23.5%。
光伏电池技术迭代持续围绕“增效”+“降本”展开。光伏电池发电量与功率息息相关，光伏实际功率影响因素：电池片面积、转换效率、太阳辐射强度、温度、大气质量等。光电转换效率、衰减率、双面率、弱光表现、温度系数为光伏电池的重点关注参数。单片电池片标称功率 = 电池片面积 x 太阳辐射强度（1000W/h）x 转换效率。
光伏电池片技术进步的核心是增效降本，增效降本促进光伏向N型技术路线转型：TOPCON/HJT/BC电池均有突破，N 型电池技术发展迅速，产业化浪潮已至，行业内主要组件公司均在 2023年大规模向 N 型技术路线转型。
降本增效是光伏电池技术发展永恒的主旋律，近几十年产业不断探索更高效更具性价比的电池技术，光伏电池历经多次迭代，如今由 P 型 PERC 时代逐步迈向由TOPCon、HJT、IBC电池为代表的N 型新时代发展。
相比传统的P型电池，N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、几乎无光衰、弱光效应好等优点。目前主流N型电池有TOPCon、HJT、IBC 等。TOPCon 极限效率高，产线改造成本低；HJT 量产效率高，降本路线清晰；IBC 转换上限更高，但经济性提升仍需时日。当前Topon实际量产良率24%-25.2%，HJT实际量产效率25%左右，高于P型PERC电池1%-2%。
截至目前，与去年同期对比不同技术类型组件发电量规律一致，2023年TOPCon、IBC分别较PERC高1.2%、0.75%，2022年TOPCon、IBC分别较PERC高0.97%、0.39%。2023年与去年同期对比不同尺寸电池片组件发电量差异基本一致。同一电池片尺寸组件，不同厂家制作工艺的不同会造成组件发电量出现差异，最大差异为2.0%；
HJT效率&功率
【电池效率】：目前产线量产平均效率25.4%，双面微晶优化后到25.8%，Gold line 正态分布大多在26%，技术在逐步推广到其他产线；后续叠加背抛+tco优化，中试线效率已达到26.5%。
【电池参数】：hjt提升开压相对容易，750mv为常见水准，topcon一般720mv；电流方面，隆基将p型纳米硅晶化率做到极致，电流也得到提高。
【组件功率】：HJT 3.0目前210 66版型功率715w，对应电池效率25.6%；后续210 66版型HJT 3.0+功率725W，对应电池效率26%效率；24年底计划拿出异质结叠钙钛矿组件，预计组件功率800w。
成本
【银】：HJT主栅20%银的用量，可以通过0BB直接用焊带替代，之前银的耗量18mg/W，叠加0BB+50%银包铜，预计7mg/w；0BB技术路线分为MW的层前熔焊法、ATW的半层前熔焊法、以及层压熔焊法中GY、XN、MB的三种细分方案，
【硅】：HJT可以用氧含量高的硅片，也可以用边皮，叠加后0bb也可以到100微米。
【产品路线】：高配+低配两条，高配电池效率26.2%，组件功率730W，慢速CVD+纯银浆料+SMBB+钢板印刷+高纯硅片+120μm硅片+高铟TCO+背抛光；低配电池效率25.5%，组件功率710W，快速CVD+全银包铜浆料+0BB+丝网印刷+等外硅片+小于100μm硅片+50%铟TCO+双面制绒。
价差
【HJT相比P型的溢价】：根据华东院，得益于更低的投资和更高的年均利用小时数，采用HJT组件可显著提高土地费用较高项目的收益；如果按项目土地费用7.2亿，占比约1/4，采用P型和HJT除组件外价差可达0.26元/W。
判断市场总体上就是偏向于业务更纯粹的公司，对于平台类的公司反而不愿意给更高的估值。市场总体上还是认为topcon就是过渡方案，HJT才是下一代方案，一旦HJT有最新的进展，二级市场上很快又有不错的表现。
N型TOPCon 电池走量，相关设备耗材迎来技术升级迭代
3、光伏辅料行业分析。
高纯石英砂是石英坩埚的核心原材料，石英坩埚则是拉制大直径单晶硅棒的消耗性器皿，主要用于盛装熔融硅并制成后续工序所需晶棒，石英坩埚一次或几次加热拉晶完成后即报废，具备较强的消耗品属性特征。数据显示，2023年初，光伏用各类型高纯石英砂价格均在10万元/吨以下。在下游需求增长下，高纯石英砂一路飙涨。2023年9月，市场上石英坩埚内层砂价格已上涨至40-44万元、中层砂均价在19-23万元/吨、外层砂的均价在12万元/吨。成为光伏行业发展新的“拦路虎”。
时隔半年后，高纯石英砂就走上了硅料的“道路”，价格接近“腰斩”。目前石英坩埚内层用报价为17-23万元/吨，均价20万元/吨；中层砂报价10-13万元/吨，均价11.5万元/吨；外层砂报价2.4-8万元/吨，均价5.2万元/吨。透过相关企业业绩，也能看出高纯石英砂在市场的境遇。
价格的变化来自供需关系的转变。此前，全球仅有尤尼明、TQC、石英股份三家企业具备量产高纯石英砂的能力，且前两者扩产意愿不强。其中，TQC宣布放弃6000吨的扩产计划、尤尼明则宣布将原计划在2023年上半年投产的石英砂项目延期至2024年。但在高纯石英砂价格上涨后，国内已有不少企业先后宣布投建高纯石英砂项目。相比多晶硅，高纯石英砂的资金规模、技术难度等门槛较低，且产能建设周期短，市场预期增量较多，下游企业采购意愿较低。叠加近期硅片价格持续下滑，硅片企业开工率下降，需求量进一步降低，高纯石英砂价格暴跌并不让人意外。从长期来看，高纯石英砂价格还有下降空间。
4、光伏板块 2024Q1 持仓占总市值比重环比上升至 4.45%（+0.29pct）
2023Q1-2024Q1 持仓比例分别 6.76%、6.12%、5.25%、4.16%、4.45%。胶膜、硅料、逆变器、部分小辅材持仓有所上升，硅片、电池新技术、一体化组件、部分小辅材持仓有所下降。1）硅片环节下降 0.94pct，2023Q1-2024Q1 分别 8.96%、5.91%、5.22%、3.35%、2.42%，
2）硅料环节上升 0.03pct，2023Q1-2024Q1 分别为 2.42%、2.11%、4.22%、1.93%、1.96%，
3）电池下降 0.06pct，2023Q1-2024Q1 分别 2.17%、4.30%、2.82%、0.71%、0.65%，
4）一体化组件下降 0.37pct，2023Q1-2024Q1 分别 10.31%、8.32%、6.58%、6.05%、5.68%，
5）逆变器环节上升 1.53pct，2023Q1-2024Q1 分别 12.30%、12.73%、10.44%、10.56%、12.09%，
6）辅材环节：胶膜、玻璃、EPC 持仓有所上升，支架、金刚线、银浆、设备、石英坩埚持仓有所下降。胶膜上升 2.17pct，
玻璃上升 0.27pct，
支架下降 0.38pct，
EPC 上升 0.16pct，
设备下降0.34pct，
金刚线下降 0.34pct，
银浆下降 0.13pct，
石英坩埚下降 1.72pct，
风电板块 2024Q1 持仓占总市值比重环比上升至 2.67%（+0.22pct）
2023Q1-2024Q1 分别 2.55%、2.53%、2.37%、2.45%、2.67%。1）整机环节下降0.40pct，2023Q1-2024Q1 分别 1.71%、1.92%、1.51%、1.65%、1.25%，
2）塔筒&海桩环节下降 0.60pct，2023Q1-2024Q1 分别 3.67%、3.21%、3.27%、2.90%、2.29%，
3）海缆环节上升 1.66pct，2023Q1-2024Q1 分别为 3.44%、3.31%、3.53%、3.70%、5.36%，
4）铸锻件、结构件环节下降0.68pct，2023Q1-2024Q1 分别 3.75%、3.19%、2.18%、1.16%、0.48%，
5）轴承、滚子环比下降 1.01pct，2023Q1-2024Q1 分别 0.12%、0.62%、1.39%、2.17%、1.16%，
6）叶片及材料环节上升 0.09pct，2023Q1-2024Q1 分别 0.87%、0.59%、0.44%、0.10%、0.19%，
5、随着中国海上风电建设离岸距离增加，预计有望在2024-2025年给行业带来超过200亿元新增高压海缆订单，这部分订单的高盈利水平也有望在未来2-3年延续。考虑项目的建设周期，预计2023-2026年行业有望实现15GW高压海风项目的建设，2023-2026年高压主缆的交付金额CAGR有望接近70%。
中国海上风电向远海发展，高压送出成为趋势，高压项目规划饱满。
中国海缆单GW价值量提升趋势不变，饱满高压海缆订单即将释放，2023-2026年高压主缆的交付金额CAGR有望接近70%，头部海缆公司有望受益。海缆行业整体单GW价值量随着全国范围项目离岸距离变远会呈现提升趋势，即使是高压柔性直流的应用对于个别区域项目呈现价值量的下降，但从行业整体来看影响较小，海缆行业整体单GW价值量仍会较近1-2年平均略高于10亿元/GW的水平保持提升。随着高压送出项目在2024-2025年分批次逐步进入开工建设阶段，有望给行业带来超过200亿元新增高压海缆订单，
海风产业链主要环节发展趋势和竞争格局。风电整机：大型化是明确的趋势，国内主流企业已经推出单机容量16-18MW的海风机组；技术 路线方面，国内以半直驱为主流，海外直驱与半直驱并行。海缆：送出海缆价值量与离岸距离 强相关，集电海缆与送出海缆技术方案持续迭代，柔直外送渐成趋势；不同省份竞争格局分化，本地企业优势明显，头部海缆企业开始 斩获欧洲海风订单。管桩：以单桩和导管架为主，用量差异较大；越来越多的传统海工船舶企业涉足到海上风电单桩和导管架的生产， 国内格局尚不明朗，以大金重工为代表的头部企业积极寻求出海并获得批量订单。
1）海上风电产业链出口，看好目前在出口方面具备先发优势的管桩、海缆、整机企业；2）海上风电离岸化和柔性直流趋势。直流海缆、换流阀等将受益， 海缆环节的竞争格局有望得以优化；3）海上风电深水化和漂浮式趋势。全球力推漂浮式海风，国内百兆瓦级大型项目开启建设，平价并 不遥远，锚固系统、双转子风机等有望深度受益；4）风电整机的格局优化。目前陆上风机步入深度价格战，各家企业应对价格战的能力 不同，有望推动整机环节的逐步出清和格局优化。
中国风电的竞争优势源自多年的规模化开发、持续的技术创新、完备的产业链供应链体系。
中国的风电主机产能已达到全球50%以上的市场份额，关键零部件的产量达到全球市场的70%。供应链建设、技术迭代带来的快速降本，让本土整机商在海外竞标中占得优势。
轴承作为保证机组传动链运转的核心部件，其设计、计算、仿真、测试以及全生命周期的质量稳定性变得极为关键，尤其是10MW以上的海上风机对设计创新能力、质量可靠性的要求更高。斯凯孚凭借出色的传动链综合开发以及设计验证能力，全球同一的高质量生产标准，可为大兆瓦机型提供具有成本竞争力、更高可靠性的整体解决方案。
风机机械传动链包括主轴、齿轮箱、发电机等关键部件，它们相互关联，密切配合。斯凯孚是最早参与“集成式传动链”设计的企业之一，从整体性能出发，颠覆了以往传动链关键部件“分体式”的设计。
集成式传动链不仅可以减少零部件数量，简化主机厂的装配，还具备体积小、重量轻、成本低等优势。通过集成式设计可以进一步降低多达20%以上的传动链成本，以技术革新推动降本增效的实现。
6、近年来，由于锂电及新能源汽车快速发展，碳酸锂现货价格经历了两轮脉冲行情。第一轮价格上涨从2014年7月的37000元/吨攀升至2016年4月的171500元/吨，区间涨幅364%，随后价格波动下行，2020年8月电池级碳酸锂价格跌至39750元/吨。第二轮价格脉冲从2020年8月的39750元/吨起步，一路攀升至2022年11月的567500元/吨，两年多时间内电池级碳酸锂价格区间最大涨幅1328%。
锂辉石目前生产比较稳定，尤其四川地区的生产企业，普遍成本偏低，企业正常生产。此外，青海盐湖地区目前产出量并未出现大幅缩减，天气和环保造成的减产影响并不大。
从需求来看，下游正极厂商正处于内卷的过程中。
正极材料厂产能严重过剩，造成了恶性竞争，长期看正极厂产能会被压缩，部分企业将出局。
下游采购多已暂停，以消化现有库存为主，部分企业的月度长协暂停，企业开工率较低。碳酸锂企业整体反映出货困难；电池企业同样面临困境，部分企业订单低迷，复星系旗下天津捷威动力停工。
目前汽车轮毂、车架企业订单稳定，表明终端车企排产并无大规模变动，但由于前期下游产能扩张强于终端车企，正极材料厂、电池厂均处于艰难处境。
矿端的放量与到港量仍在继续。
澳大利亚矿企SQM的货将要到港，根据10月智利发布的1.7万吨碳酸锂出口量看，此次到港规模较大。
7、自三月中旬起，锂电板块经历了一轮显著的上涨行情，主要驱动力来自两个方面：一是市场对 3-4 月份行业排产环比大幅增长的预期，二是对之前过于悲观的盈利预期开始触底反弹。这段时期，整个锂电板块呈现出了整体性的上升趋势。然而，进入五月份后，市场对于基本面的判断和股价走势出现了一定程度的分歧。尽管行业龙头如宁德时代、亿纬锂能、比亚迪等公司的股价依旧保持强势，但板块整体波动加大。
市场对 5 至 7 月排产增长的预期调低，主要是基于历史季节性规律，此期间通常是需求相对平缓的阶段。夏季炎热天气导致汽车销售进入传统淡季，同时，国内储能市场在 6 月30 日前的集中并网需求主要拉动了 4-5 月的产业活动。此外，3-4 月的高排产也包含了补充库存的因素，这些共同作用使得接下来几个月的排产预计会保持高位但环比增长趋稳。尽管如此，从同比角度看，行业排产仍有望实现 25%-30%的增长，显示出行业发展的健康态势。
尽管当前市场预期趋于保守，但我们认为需求端仍存有未被完全反映的潜在增长动力。根据行业发展趋势，全年出口水平估算，整体增长约 25%。然而，（考虑到全球终端需求增长、储能市场的增量、中国企业全球市场份额的提升，以及潜在的补库存需求，实际年增长率很可能超过 30%。这意味着市场可能低估了某些增长因素。
国内新能源汽车市场除渗透率持续提升外，电池容量的增大也值得关注。在当前电池成本背景下，大容量电动汽车(EV)和插电式混合动力车的市场份额呈上升趋势。这一变化对全年同比增速的正面影响可能在 5 个百分点以上。以四月份为例，平均每辆新能源汽车的电池容量达到了 47 至 48 度电，相较于去年同期的 44 度电，有了显著增长，这直接反映了电池容量提升带来的积极影响。
储能市场是推动锂电中游板块增长的关键因素之一。尽管国内储能的集中并网需求在 6月 30 日前达到高峰，对 4-5 月的拉动效应明显，但全球范围内储能需求的持续增长和中国企业在国际市场占有率的提升，为锂电中游企业提供了长期的增长动力。即便短期内排产增速放缓，储能市场的长期增长潜力和国内企业的国际竞争力增强，为板块的未来发展提供了坚实基础。
今年早些时候，行业排产的高增长部分归因于补库存需求。随着供应链逐步恢复和市场需求的季节性调整，补库存需求可能在短期内有所减缓，导致排产环比增长放缓。然而，这也反映出产业链对未来需求的乐观预期，以及在面对不确定性时增加安全库存的策略，长期来看有助于产业链的稳定和韧性增强。
上半年，国内储能市场已展现出强劲的增长势头，进入高景气周期。展望下半年，海外市场储能也将迎来积极的增长，这主要得益于新兴市场的爆发式增长和美国大型储能需求的复苏。因此，尽管目前市场普遍预期 5 至 7 月排产将相对平稳，8 至 9 月进入旺季，但受到这些潜在需求端的刺激因素推动，排产上行周期可能会提前启动，展现出更为乐观的增长态势。
六氟磷酸锂和电解液环节与其它环节有所不同，尽管行业腰部和尾部产能的利用率较低，且盈利能力处于低位，但龙头公司的产能利用率也相对较低。未来，随着市场需求回暖和 龙头市占率的提升，一旦龙头企业的产能利用率提高，这些环节的价格和盈利弹性有望显 现，成为二三季度值得关注的细分领域。
今年锂电板块的风险偏好和估值中枢有望提升，主要基于两方面原因：一是新技术的快速发展，如固态电池和复合集流体等，密集的科技突破和应用催化了板块的关注度，推动股价表现。二是美国对华政策预期的修复，五一假期期间美国 IE 修订版政策对中国材料环节的放松，以及关税政策未产生实质性影响，表明对中国经济链的依赖。这两大因素不仅修复了市场对海外政策的悲观预期，也增强了国内企业海外项目的推进信心，从而有望进一步提升板块的整体估值中枢。
最近观察到的上游金属市场价格表现确实超出了不少人的预期，不仅体现在价格上涨的幅度上，而且市场情绪的积极程度也高于预期。对于碳酸锂而言，尽管市场上对 5 到 7 月的季节性生产安排存在担忧，且预计下半年供应量会有边际增长，导致市场对于锂盐厂的预期和价格判断普遍偏向消极。然而，实际价格走势却保持了较强的态势。这背后反映的是，即便面对新增供给带来的压力，市场逐渐认识到 9 到 10 万价位区间实际上是一个基于成本考量的价格底部，加之需求端可能存在的超预期弹性，促使碳酸锂价格的边际预期从过度悲观向中性乃至乐观转变。
8、新能源政策分析。
国务院：新能源利用率可降低至90%，2025年可再生能源发电占比达到39%
2024年，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低2.5%左右、3.9%左右，规模以上工业单位增加值能源消耗降低3.5%左右，非化石能源消费占比达到18.9%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3亿吨。
2025年，非化石能源消费占比达到20%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3亿吨，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标。
加大非化石能源开发力度。加快建设以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地。合理有序开发海上风电，促进海洋能规模化开发利用，推动分布式新能源开发利用。有序建设大型水电基地，积极安全有序发展核电，因地制宜发展生物质能，统筹推进氢能发展。到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。
提升可再生能源消纳能力。加快建设大型风电光伏基地外送通道，提升跨省跨区输电能力。加快配电网改造，提升分布式新能源承载力。积极发展抽水蓄能、新型储能。大力发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式。到2025年底，全国抽水蓄能、新型储能装机分别超过6200万千瓦、4000万千瓦；各地区需求响应能力一般应达到最大用电负荷的3%—5%，年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的地区需求响应能力应达到最大用电负荷的5%以上。
大力促进非化石能源消费。科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。“十四五”前三年节能降碳指标进度滞后地区要实行新上项目非化石能源消费承诺，“十四五”后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于20%，鼓励地方结合实际提高比例要求。加强可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）交易与节能降碳政策衔接，2024年底实现绿证核发全覆盖。
9、二季度以来，碳酸锂价格4月整体上涨，5月高开低走。6月第一周，碳酸锂期货价格跌势延续，主力合约2407于6月5日“久违”向下跌破10万元关口；6月6日，2407虽微涨0.8%至101150元/吨，但盘面最低价一度触及99300元/吨。
同日，现货报价进一步下跌，电池级碳酸锂均价报101400元/吨，较前一日下跌600元/吨，至此6月月度已超过8000元/吨。
无论期货现货，碳酸锂价格持续下跌态势明显。
基本面上，5月无较大扰动发生，并未提供价格支撑。在需求相对平淡、而供给持续增加的情况下，过剩矛盾显现，锂价演绎“易跌难涨”的逻辑。
消息面上，近期市场对于固态电池技术突破、雅宝锂矿高价拍卖、节能降碳行动方案发布等利多消息反应平淡。此前有色金属板块受益于宏观情绪的转好，为处于低位的碳酸锂价格带来一定回弹，但锂价本身并未直接受到宏观带动。随着铜价等的见顶回落，商品市场降温，碳酸锂便又回归基本面，转回下跌态势。
后续来看，广期所注册仓单已超过2.74万吨（截至6月6日），创下新高。该批货物将于7月随着仓单集中注销而进入交割阶段，届时若全数回流市场，将强化供给宽松的局面，现货流通量可能出现较大增幅。期货库存为过剩矛盾带来的压力正不断蓄势中。
需求提振有待远期兑现
尚未形成向上拉力
需求端首先要关注的是材料厂产量及排产的变化。
5月材料厂产量出现分化，6月排产则出现下跌预期。市场数据显示，5月三元材料产量环比下滑约10%，6月排产预计继续下滑约1%；铁锂材料产量5月环增9%，6月排产则可能出现8%的下跌。
分化背后的原因，是三元材料备货相对充足，而受到三元电芯减产、对三元材料需求量减弱；三元正极价格上涨微弱、材料厂利润微薄等的影响，厂家开工、囤货和补库的意愿均被抑制。
铁锂方面，5月产量增加主要是由于储能并网需求的拉动，为磷酸铁锂订单提供额外支撑。6月随着储能抢装潮备货接近尾声，储能端的需求或面临边际走弱，排产预期因此出现下降。
其次，材料厂反馈客供量级大幅增加，亦导致其减少对零单的采买。客供即由下游电池厂直接提供碳酸锂，材料厂负责加工，仅赚取加工费。
以上均导致现货交易趋于黯淡，需求动态变化对于碳酸锂现货价格的影响也趋于减少。
追溯至终端，还需留意“后价格战”时期，市场对于新能源车需求的结构性变化。
调研显示，由于技术迭代已经满足了家庭用户对低油耗和长续航的需求，降价并不能有效换取销量。同时当下新产品的迭代速度和市场观望情绪正在影响消费者的购车决策，导致近期实际消费需求相对困难。
展望后市，包括新能源汽车以旧换新、新能源汽车下乡、节能降碳方案在内的政策利好因素，仍有待实际兑现。
供给快速释放
对锂价上行形成压力
二季度以来，相较于需求端的“模糊”信号，碳酸锂供应正以较快速度不断增加着。
锂矿端，锂辉石精矿进口量正保持在历史高位。5月以来随着锂盐价格下跌，锂矿价格也出现回落，为冶炼厂商留出利润空间。
冶炼端，一季度市场热炒的江西环保督察落地，但地区锂渣处理流程并未出现超预期情况，对云母产量减少的实际影响有限。
同时，受益于进口原料到港量增加，辉石产碳酸锂回升；随着气候回暖，盐湖提锂厂商相继完成检修，进入生产旺季，盐湖产碳酸锂亦有所增加，两者对整体供应形成补充。
因此总的来看，5月行业开工率环比上行至60%左右，国内碳酸锂产量仍超过6万吨，同比增幅高达8成，创下历史新高。
销售端，受到现货交易贴水盘面的影响，锂盐厂维持挺价情绪，同时向上调整长协比例。
生产不断却惜售挺价，碳酸锂库存总量不断增加，截至5月底已突破9万吨，创下历史新高。结构上，包括冶炼厂、下游和期货仓单在内的全环节库存均不断增加。
值得注意的是，截至6月6日，广期所注册仓单已进一步上涨至27424手，即期货库存量已达27424吨。有机构指出，高额注册仓单为二三线冶炼厂销售困难的结果。这些仓单将于7月末面临集中注销，其供给宽松的导向将对锂价向上形成压制。
展望6月，随着进口碳酸锂历史高位、将进入盐湖生产旺季、锂辉石大厂结束检修等，供应或继续呈现快速修复的态势，成为锂价回升的压力。
不过，当锂价跌破10万元时，锂盐生产利润被挤压，其中现金成本超过10万元的外采锂辉石生厂商有亏损可能。若价格持续弱势，或影响部分盐厂开工，产量増势面临一定不确定性。
总的来看，二季度以来的乐观预期尚未兑现，碳酸锂期货交易逻辑正重回月基本面。结构上，目前行情由空头资金主导，但多头出现增仓趋势，6月锂价易涨难跌，仍将呈现震荡局面。
一、新能源1、太阳能光伏1.1光伏产业链价格变动分析
根据PVInfoLink数据计算整理，本周光伏行业产业链各环节价格及下周价格涨跌幅预测如下表所示。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
注：根据PVInfoLink 数据计算整理。
1.1.1硅料价格分析
上游硅料环节暂时陷入平静和拉锯阶段，采买方面对于新增物料生产需求大多有下调，反观供应端虽然单月新增产量有所下跌，但是期初滞库规模仍然是当前无法忽视的现实情况和影响因素。
价格方面，临近上海 SNEC 展会期间，各方面相对进入到阶段性平缓阶段，买方的采购需求继续回落，价格暂时处于平静缓和阶段。国产致密块料，尤其是头部企业的价格区间维持每公斤 38-42 元水平，二三线企业价格区间维持每公斤 36-39 元水平，但是出货力道难以支撑更多。国产颗粒硅价格区间与上期维持，每公斤 36-37 元范围暂时也难以有更多突破。
库存方面，观察市场整体水平新增幅度有限，但是前期积累的库存也仍然难以在短时间内消化，库存常态化趋势愈加明显，三季度市场供需压力仍然显着。
1.1.2硅片价格分析
本周硅片价格维稳，P 型硅片中 M10, G12 尺寸成交价格突破到每片 1.2-1.25 与 1.7-1.8 元人民币。N 型价格 M10, G12, G12R 尺寸成交价格来到每片 1.1、1.65-1.7 与 1.4-1.45 元人民币左右。
排产方面则有着剧烈的变动，月初调研约落在 51-52 GW 左右，环比下降接近 20%，其中除了个别专业厂家外，不分垂直与专业厂家排产皆出现下调。N 型部分，回顾一至五月份 N 型渗透率呈现疲软，而六月份预估出现明显上升，N 型占比来到 80% 左右，相比上月提升五个百分点。
1.1.3电池片价格分析
六月份受到组件排产影响，垂直一体化厂家大幅下修排产规划，而专业厂家仍有企业维持产线运转与爬坡，单月产出来到 56-57 GW 左右，环比下调接近 10% 不等。
本周电池片价格也维持稳定，P 型 M10, G12 尺寸维持每瓦 0.31 元人民币。在 N 型电池片部分，受到上游硅片跌价影响，M10 TOPCon 电池片价格接续跌价，均价价格也来到每瓦 0.3 元人民币左右。HJT（G12）电池片高效部分则每瓦 0.45-0.55 元人民币都有出现。至于 G12R TOPCon 电池片当前价格落在每瓦 0.33 元人民币不等。
异质结技术增效的方向多样化，目前的增效方向包括但不限于TCO（透明导电层）图形化优化、金属化线型优化、光转膜等，预计明年公司HJT电池的量产效率将达到26%。
异质结技术的主要降本方向
在量产中应用的降本三路线是在中试线上经过了充分验证的可靠方向：
（1）薄硅片：目前主流的HJT产品所使用的硅片普遍在120-130微米之间，公司量产初期即已导入110微米硅片，中试线已在使用100-90微米硅片进行验证，预计明年能够导入100微米及以下厚度硅片进入量产，薄硅片结合硅片自产所回收的超额收益，HJT产品的硅成本还有可观的下降空间。
（2）低银含浆料：低银含浆料于2021年Q3开始在中试线上试用，目前量产中已在使用50%以下银含量的浆料，目前银浆的单瓦成本已降至8分钱以下，行业中使用的纯银浆料成本普遍还在每瓦1毛以上，后续降银叠加供应规模化因素，预计还有2-3分/w的降本空间。
（3）TCO靶材：低铟/无铟靶材方案在2022年已有一定水平的储备，目前使用的ITO单瓦成本在4分以上，预计导入无铟/去铟方案后会有2-3分/w的降本空间。
1.1.4组件价格分析
本周项目观望情绪持续，静待展会后交流变化，本周 TOPCon 组件价格大约落于 0.88-0.90 元人民币，项目价格开始朝向 0.9 元人民币以下。低价抢单、低效产品价格快速下探，每瓦 0.74-0.78 元人民币的价格也可看见，但因项目并非正常效率与订单模式将会剔除现货表采集样本，因此本周低价并无列示该价格。
而其余规格，182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.78-0.88 元人民币，国内项目减少较多，价格开始逐渐靠向 0.8-0.83 元人民币，低效产品价格快速下探，每瓦 0.71-0.75 元人民币的价格也可看见，但因项目并非正常效率与订单模式将会剔除现货表采集样本，因此本周低价并无列示该价格。HJT 组件近期并无太多项目交付，价格维稳约在每瓦 0.97-1.18 元人民币之间，均价已靠拢 1.1 元人民币的区间、并朝向 1 元的价位前进，低价也可见低于 1 元的价格。
海外价格部分，PERC 价格执行约每瓦 0.1-0.105 美元。
TOPCon 价格则因区域分化明显，欧洲及澳洲区域价格仍有分别 0.10-0.13 欧元及 0.12-0.13 美元的执行价位，然而巴西、中东等市场价格约 0.10-0.12 美元的区间，拉美 0.105-0.115 美元，部分厂家为争抢订单价格下滑至 0.09 美元的水平。
HJT 部分则暂时持稳约每瓦 0.13-0.15 美元的水平。
1.1.5光伏玻璃价格
辅材方面，本周辅材价格暂未有明显变化，对于五月价格走势玻璃价格有维稳的预期。
2023年光伏压延玻璃行业运行情况（工信部原材料工业司）
2023年，全国光伏压延玻璃产业总体呈现“产量增长，成本上涨、价格低位”的运行态势。产量方面，1－12月光伏压延玻璃累计产量2478.3万吨，同比增长54.3%。12月，产量约223.1万吨，同比增长36.0%。价格方面，1－12月2毫米、3.2毫米光伏压延玻璃平均价格为18.7元/平方米、25.9元/平方米，同比分别下降10.2%、4.1%。12月，2毫米光伏压延玻璃平均价格为18元/平方米，同比下降12.8%；3.2毫米光伏压延玻璃平均价格25.7元/平方米，同比下降5.6%。（数据来源：中国建筑玻璃与工业玻璃协会）
由上可知，我国去年光伏压延玻璃产量为2478.3万吨。
2023年光伏玻璃出产582.63GW
以上半年3.2mm玻璃和2.0mm玻璃比例为5:5，下半年为4:6为基数计算
单玻组件出货为260.5GW，双玻组件为322.12GW
1.双面组件不等于双玻组件，也包含一部分透明背板的单玻组件。因此实际双面组件的出货比这个数据要大。在340-350GW左右。
2.光伏压延玻璃常见的规格为3.2mm厚钢化压延玻璃，用于单玻组件。2.0mm厚度热强化压延玻璃，可以作为前版玻璃，和背板玻璃使用。
3.前版几乎100%使用2.0压延，背板玻璃大约有3成使用了高透浮法玻璃。我们不知道工信部是否将这部分统计在内。如果没有，那么对应双玻璃出产量会更大。1.6双玻出货量非常少，我们暂时忽略不计。
4.光伏玻璃不等同于2023年组件的完整出货量，但是有参照性。光伏玻璃为组件重要原料，在玻璃被制作成组件中间存在库存、静置、等料等因素，通常需要20-40天才能变为组件。
1.1.6其他环节
逆变器本周逆变器价格区间20kw价格0.15-0.21元/W，50kw价格0.14-0.19元/W，110kw价格0.13-0.17元/W。
截至目前，当前国内市场 36寸光伏石英坩埚报价14000-18000元/只，均价16000元/只，价格较五一节前下跌6000元/只，价格快速下跌，且后续仍有下跌可能。
近来情况，国内36寸光伏石英坩埚价格再度下跌，当前价格已下跌至均价1.6万元/只，了解本次坩埚价格下跌的主要原因为两方面影响：
一方面，自3月以来国内坩埚下游硅片端需求开始减弱，由于整体光伏大环境需求减弱的影响，硅片排产开始减弱。统计4月国内硅片产量为65.5GW，环比3月减少9.73％，5月排产预计将进一步减弱到不足62GW，需求支撑再度减弱。
另一方面，坩埚成本端支撑快速崩塌导致坩埚价格再度下跌，统计截至当前，国内坩埚用内层砂价格为17-21万元/吨，坩埚用中层砂价格为10-13万元/吨，坩埚用外层砂价格为2.4-8万元/吨，价格受坩埚需求减弱，砂企库存快速上升影响，企业开始降价去库导致价格较4月同期近乎腰斩，成本支撑快速崩塌。
对于当前坩埚降价后的市场来说，成交稍有恢复但仍未有较大好转，硅片企业出于自身成本以及利润考虑，计划再度下压坩埚价格，故近期以刚需小批量采买为主，集中采购较少，对于现货仍以观望为主，成交有限，坩埚出货压力仍然较大。
故对于后续价格预测，认为石英坩埚价格仍将继续下跌，但下跌幅度较为有限，以当前36寸光伏石英坩埚价格来看，由于当前海内外用砂比例仍然维持4：3：3，坩埚降价之后的成本开始稍有支撑，让利空间有限，预计此轮坩埚价格最低成交价格或许为1.3万元/只左右，33寸坩埚价格预计将跌至万元以下。
EVA树脂本周EVA价格下跌，光伏料跌幅创单周新高，达1500元/吨上下，当前EVA光伏料市场价格差距较大，14000-15300元/吨。
光伏胶膜胶膜价格当前持稳。460克重EVA胶膜价格9.66-9.89元/平米，440克重EPE胶膜价格11.35-11.66元/平米。供需 EVA光伏料：继上周竞拍市场价格创新低，成交量并未明显提升后，市场恐慌情绪蔓延。本周石化厂陆续下调EVA光伏料、发泡线缆料价格，从组件排产来看，10月EVA光伏料的需求稍有所提升。【EVA光伏料】EVA光伏料价格继续维持上涨，主流EVA粒子厂家维持正常供应。华南石化厂正在检修进程，复产时间待定。
【胶膜】胶膜本周进入春节最后的生产进度。春节在即，各厂家放假时间和进度逐渐明朗。胶膜厂方面依然重点关注二月春节结束后的组件排产情况。
铜 23日继铜价走跌后，下游继续表现备货情绪，日内现货升水如期走高，现货成交情绪向好。早盘盘初，持货商报主流平水铜150元/吨，好铜货源稀少日内仅部分金川大板流通，其持货商报升水150元/吨后被秒。进入主流交易时段，平水从升水160元/吨逐渐走高至升水180元/吨，好铜升水170-200元/吨，湿法铜仅部分ESOX、MV流通，升水120-150元/吨附近。进入第二交易时段，主流平水铜报至升水190元/吨，甚至200元/吨，好铜升水210元/吨。
铝 ——伦铝探底回升小幅下跌，收于2234美元。沪铝夜盘低位震荡收小阳，收于19350。沪铝成交持仓均下降，市场情绪偏向谨慎。本周铝库存小幅下降，现货需求一般。沪铝比价强于伦铝，进口套利空间继续打开，8月进口同比大增近40%。铝价短线走势较强，但基本面一般，中期风险较高。上方压力19500，下方支撑18000佛山铝锭报价19430-19490元，均价19460元，跌30，对当月贴50。今日铝价高开走低，现货市场疲软，周末库存去库未能有效带动市场情绪，下游节前补库积极性不足，持货商加大出货变现力度，从早间小贴水继续下调，报价在-40~-20，且有部分更低价货源出现但量并不大，接货方谨慎补入较低价货源，成交不太理想。后段期价涨跌波动，持货商跟随调价，报价最高至+60上下，买方接货积极性依然疲弱，成交寥寥。现货成交价集中在19420-19520元，较南储佛山均价升水-40~60元。
PVC国内经济数据逐步验证年内触底周期。宏观事件落地较多，美联储鹰派发言打压大宗商品情绪，尿素、纯碱、PVC等房地产相关产业链的品种情绪上有所影响。节前静待空头释放完毕。PVC生产企业开工负荷环比周内继续攀升，整体开工负荷率77.37%，环比提升0.46%，近月来连续两周在76%之上，造成一定压力；订单天数环比维持不变，同比提升明显。
动力煤淡季维持较高位置，同时煤化工近期需求较好，成本支撑尚可。能源价格横在这里，使得绝对价格上下空间都不大。
2、风电2.1风电产业链价格变动分析
2024年05月23日环氧树脂、中厚板报价分别为13000元/吨、3922元/吨，周环比分别3.72%、-0.25%，上游大宗商品价格走势略有分化。
2024年05月23日圆钢、铸造生铁、废钢、螺纹钢、玻纤、碳纤维分别为4050元/吨、3350元/吨、2710元/吨、3750元/吨、3700元/吨、118.7元/千克，周变动幅度分别为-0.5%/0%/0%/+0.5%/0%/0%。
原材料价格相对于上周原材料价格，本周中厚板、螺纹钢、废钢指数、铸造生铁、现货铜、现货铝、和环氧树脂价格普遍上涨。
风机中标价格止跌趋稳，整机盈利或将改善。风机中标价格：各整机商中陆风含塔筒均价为2081元/kW，不含塔筒均价1717元/kW。
陆上风电含塔筒最低中标单价1795元/kW，最高中标单价2357元/kW；不含塔筒最低中标单价1680元/kW，最高中标单价2479元/kW。
陆上风机价格趋稳。2023年陆上整机价格一路下跌。陆上风机含塔筒最低中标价格从6月的1460元/kW，到11月的1438元/kW，持续刷新行业新低。减去塔筒价格，陆上风机价格逼近1100元/kW。陆上风机含塔筒价格稳定在1526元/kW-2755元/kW之间。
海上风电方面，除中国电建集中采购1GW项目中标价格为2,353元/kW，低于市场平均水平，其他项目中标折合单价稳定在3,200-3,800元/kW的报价范围内。海上风机中标价格下降趋势明显，海风含塔筒均价3752.72元/kW 至3818元/kW，相比2022年陆风含塔筒均价2258元/kW，不含塔筒均价1876元/kW，海风含塔筒均价3842元/kW未出现明显波动。
海上风电含塔筒最低中标单价3296元/kW。
二、投资方向梳理
2.1 SNEC展会研究分析
“行业各环节基本属于亏损状态，价格处于底部区段。”
对光伏行业而言，2023年是一个明显的分界点。杜加恩分析表示，在这之前，光伏行业实现高速发展，需求急剧上升，企业扩产等。2024年后，行业步入成熟期，需求已经趋于平缓，供应链竞争态势明确，生产企业盈利受影响明显。
“短期内光伏组件需求增长面临瓶颈。悲观预期下，预计2024年全球光伏组件的需求，可能面临零增长。”
预计2024年全年组件需求469-527 GW，增幅0%-12%；2025年组件需求513-573 GW，增幅8%-9%。
需求增速放缓，企业厮杀情况将更为严重。
头部企业应积极拓展研发，在同质化竞争中寻找短期无法取代的产品与布局路线。而专业化、二线企业，较难改变行业发展，需设法掌握最前沿之技术选型与商业模式。
长期看，全球光伏需求仍持续向好。
全球GW级市场数量已从26个增加至31个。
细分市场中，巴西持续下修基本利率，有望为部分项目提高融资机会，但仍需考虑进口关税与尚在商研阶段的分布式新规；印度近年推出多项需求政策，拥有许多进行中的大型项目，2024年需求缓增，2025年将有较大增幅。此外，土耳其、巴基斯坦等新兴市场需求规模指日可待。光伏出海可以一定程度上消化国内产能。在光伏行业发生巨变后，出海成为业内更为关注的话题。
全球光伏产能布局以中国为主。海外需求占全球需求50%左右，而全球产能的90%在中国。
在东南亚布局，相对来说投资成本较低，以输出美国为主，且可辐射其他区域；但目前东南亚四国陷入双反问题，且双反范围也有扩大的可能性，同时存在关税及溯源要求的不确定性。
近两年，越来越多的中企选择去美国建厂，在美建厂无贸易壁垒问题，且可能享受在本土制造激励等。其风险在于政策法规及营商环境差异，前期建设及海外人员管理、专利布局等。中东地区是近期业内探讨的出海热门地区。鉴于能源转型的目和零碳规划，该地区有着稳步增长的需求，且具备“一带一路”的营商环境，可以出口至美国、欧洲等。但地缘政治冲突、文化差异、产能落地及上下游协同问题，可能成为出海中东的不确定因素。当前中东地区的光伏产能主要在土耳其，且集中在组件环节。
其本土存在部分有实力的组件厂家向上一体化布局。此外，中资企业部分厂家已公布到土耳其建厂的规划，其他如沙特、阿联酋阿曼等几个区域的布局则以硅料产能为主。
碳关税问题。
海外市场侧重低碳技术发展，在考虑玻璃、背板和边框的情境之下，双面双玻组件与双面单玻组件之碳排差距将反映出一定的碳税差额。五年后，碳成本对企业营运方针与布局策略的影响将开始大幅显现。
今年1-4月，中国太阳能累计新增装机60.11GW，同比增长24.43%。但随着产业链价格的持续下行，装机量连续两个月同比下滑。
一季度，头部企业中仅有晶科能源、阿特斯和天合光能实现盈利，而隆基绿能、TCL中环、通威股份、晶澳科技等企业则出现亏损。
朱共山提出，光伏行业正处于一个重要的转折点，技术创新和市场调整将决定未来的发展方向。朱共山强调，尽管市场面临挑战，但通过技术进步和国际合作，光伏行业有望在未来几年内实现更大的突破。
朱共山特别提到了2024年下半年随着相关吉瓦级项目投产倒计时，钙钛矿即将实现从0到1的关键一跃。目前，中国已拥有95%以上的钙钛矿制备生态链，产业配套能力全球第一。钙钛矿关键设备和主辅材的国产化，以及上下游工艺模块的协同迭代，为钙钛矿有效驾驭“复杂而敏感”的材料，实现稳定的规模化量产创造了良好条件。
晶澳科技、晶科能源和东方日升等领军企业展示了其最新的高效组件和技术解决方案。晶科能源基于N型TOPCon的钙钛矿叠层电池转化效率达到了33.24%，展示了下一代叠层技术的潜力。隆基绿能在欧洲发布了HPBC二代产品，并将在展会上展示其在晶硅电池效率提升方面的最新成果。
在逆变器领域，禾望电气以全新的品牌形象亮相SNEC光伏展，展示其光伏、储能和氢能产品，体现了公司对未来光伏市场的深度布局和雄心壮志。禾望电气的展品不仅包括最新的光伏逆变器技术，还展示了储能解决方案和氢能技术，显示了公司在多个能源领域的综合实力。通过此次展会，禾望电气希望加强与国内外客户的合作，共同推动绿色能源的发展。
BC技术方面，最大看点无疑是隆基绿能的HPBC二代。该款产品今年5月7日于欧洲发布，电池效率超过26.5%。公司董事长钟宝申接受媒体采访时表示，今后很难再出现基于现有二代产品的显著提升；爱旭股份在今年4月推出基于金属铜涂布开发的0BB终极焊接技术，成为全BC路线中首创0BB技术的企业，进一步降低银耗。
银价站上11年新高 光伏“去银”再加快 HJT成本即将打平TopCon
在白银供需缺口不断扩大等潜在因素支撑下，白银可能正处于历史上最强劲上涨周期的前端。
期货公司Blue Line Futures 首席市场策略师Phil Streible分析称，铜的强劲涨势正外溢至白银，因为白银也被视为工业商品，广泛应用于太阳能电池等领域。
在光伏电池片中，银浆是除硅片外，成本占比第二的材料，占比约10%。在这种情况下，银浆成为光伏降本的重要方向之一，本轮银价上涨也有望刺激降低银耗的新技术加速导入。
从银耗量来说，N型电池对银浆的需求量高于P型电池。据CPIA数据显示，2023年PERC电池片正银消耗量降低至约59mg/片、背银消耗量约25mg/片，TOPCon电池双面银浆（铝）（95%银）平均消耗量约109mg/片，HJT电池双面低温银浆消耗量约115mg/片。
银浆生产所需的直接材料为银粉、玻璃氧化物、有机原料等，其中：银粉为核心原材料，数据显示银浆中的银粉含量占比约98%，银粉在直接材料成本中的占比高达90%以上。随着银价上涨，今年以来光伏银浆价格迅速拉升。
随着电池效率不断提升，PERC、TOPCon、xBC电池单位银耗小幅下滑，HJT未来随着0BB和银包铜等技术导入单位银耗预计有较大幅度下滑。
测算，到2024年底，TOPCon电池每W银耗量预计将从去年底的11.6mg/W降至8.7mg/W左右；在湿重降低、银含量降低的共同作用下，同期HJT电池每W银耗量预计从去年底的8.6mg/W降低至3.2mg/W左右。
银价上涨对HJT电池相比TOPCon电池的浆料成本优势均有积极的正面影响。在HJT电池全面采用30%银包铜的细栅浆料并导入0BB技术的背景下，当银价达到8000元/kg时，HJT的浆料成本相比TOPCon就能达到将近0.04元/W的成本优势。
目前头部企业非硅成本不断下降，2024年底银包铜参银量有望突破30%以下，银包铜+0BB进一步减少银浆耗量，HJT成本有望逼近TopCon。
HJT电池企业4月已与浆料企业就HJT银包铜浆料的定价公式达成一致，自4月中旬开始，“银包铜浆料价格=银价×银含量+加价” 。在此之前，部分银包铜企业采用“银包铜浆料价格=银价-减项”或“银包铜浆料价格=银价×70~75%+加价”的方式报价。采用新定价公式后，随着银浆上涨，HJT有望更能享受到相对TOPCon成本优势的显著扩大。
光伏银浆和降银新技术0BB，这两者都与近期银价的大幅上涨有关，前者主要是短期受益，后者则是中长期受益。
前者来看，受白银原料加速上涨推动，近日光伏银浆价格跟随暴涨。行业数据显示，5月22日，太阳能细栅正面银浆上涨1.78%，最新价格已涨至8363.72元/千克，5月以来涨幅达16%，2月低点至今累积涨幅高达36%，并屡创近年新高。光伏银浆主要由高纯度的银粉、玻璃体系、有机载体构成，其中银粉占比约90%，是电池环节成本占比最高的辅材之一。从上述银浆价格的涨幅来看，略超过了同期国内白银期货价格的涨幅，也就是说，已经完全覆盖了银价上涨带来的原料成本上涨，甚至还有富余。某种程度上，银价上涨不但不会让银浆企业吃亏，反而是给了它们提价的借口，
有点类似于覆铜板行业。此外，银浆企业多多少少都有一些低价库存，白银价格的上涨还可以增加其库存收益。
后者来看，所谓0BB，就是“无主栅”技术。BB代表“Busbar”，即光伏电池上的主栅。前面的数字代表主栅的数量。目前，大部分光伏电池上使用的栅线，是由银制成的条状体，附着在电池表面。它们分为主栅和细栅，细栅较细，主栅较粗。电流产生后，以细栅为通路，汇集到主栅上，再由主栅传送给铜质的焊带，进而导出。0BB技术一方面直接取消电池片主栅，进一步降低银耗；另一方面在组件环节用铜焊带替代原有主栅导出电流的作用，从而达到进一步降本增效的目的。
若白银价格由6000元/KG涨价至12000元/KG,HJT通过应用0BB+30%银包铜，成本节约可由0.04元/W放大至0.09元/W。白银价格的不断上涨及光伏下游竞争激烈，使得0BB技术推广迫切性增加。目前0BB在增量市场的渗透率不超5%，“存量更新替换”的逻辑有望加速0BB技术的产业化。
0BB量产节点或将延迟至2025年
0BB技术：应用难度低且经济性高
相较于传统的主栅（SMBB）技术，0BB技术以其独特的设计，实现了效率提升、材料耗量减少、设备配置减少等多重优势。这些优势不仅使得0BB技术在应用上难度较低，更在经济性上表现出色。据行业分析，当0BB技术实现大规模量产后，HJT（20BB，210 尺寸）的材料+设备成本可降低0.05元/W，TOPCon（16BB，182 尺寸）可降低约0.02元/W。
0BB技术的三大降本路径
效率降本：SMBB量产的HJT组件功率约720W，TOPCon组件功率约600W。而0BB量产后，预计HJT功率将提升约10W，TOPCon功率提升约6W。这意味着在相同面积下，0BB技术可以产生更多的电力，从而提高整体效率。2、材料降本：2.1银浆成本降低：SMBB量产的TOPCon银浆耗量约12.7mg/W，HJT银浆耗量约19mg/W。而0BB技术预计将使HJT单片银耗降低约30%（双面结构），TOPCon单片耗量降低约15%。这对于光伏行业来说，是一个巨大的节省。2.2绝缘胶成本下降：0BB点胶环节需要绝缘胶，目前单W成本约0.015元。但随着规模化生产，预计未来成本将降至0.01元。2.3胶膜成本降低：目前单W成本约0.065元，但预计胶膜克重将减少约7%，从而进一步降低成本。3、设备降本：3.1丝印设备价值量下降：过去SMBB技术需要4台丝印设备，而0BB由于不需要印主栅，因此丝印环节只需要2台设备。预计未来丝印设备价值量将由4000万/GW下降至2000万/GW。3.2串焊环节设备更新：传统的SMBB串焊机价值量为2000万/GW，而0BB串焊机目前为2000万/GW。
0BB技术的市场渗透与量产突破
HJT中的快速渗透：目前，华晟、东方日升等企业在HJT领域对0BB技术的推进较为迅速。华晟已与迈为签署战略合作框架协议，计划在未来3年内向迈为释放不低于20GW的高效异质结太阳能0BB组件串焊设备需求订单。而东方日升也于2023年上半年实现了0BB组件的量产。
TOPCon端的量产突破：过去，市场认为 0BB 为“HJT”而生，TOPCon 对 0BB 技术的需求不强烈，但是2023 年 HJT 因电池初始投资及生产成本较高而扩产不及 TOPCon，市场过去担忧，若0BB 仅在 HJT 中量产，那么 HJT 渗透率不高将限制 0BB 在全市场的渗透率。但 2024年，0BB 在 TOPCon 龙头组件厂商实现量产突破，打造了第二增长极。TOPCon 厂商中，晶科、通威、正泰等进入中试阶段，我们预计 TOPCon 厂商在 2024 年将实现 0BB 量产突破，超市场预期。除此之外，2024 年 3 月，奥特维（设备商）发布了 TOPCon 的0BB 焊接量产工艺，降低单片银耗超 10%，组件功率超 5W，进一步助力 0BB 实现量产。
放量节奏与市场预期：2024 年隆基、天合、晶科、晶澳、阿特斯等组件大厂的 0BB 技术将量产突破，但由于 2023 年组件大厂新扩 TOPCon 产能中有 250-300GW 均为 SMBB 串焊机新产能，如果快速推动 0BB 会导致组件厂利益受损。因此组件大厂会把握自身 0BB 试样和量产的节奏，我们认为 0BB 放量节奏会稍缓于 SMBB，约 1.5 年。
近期，全球白银价格持续上涨，平均银价已从2023年5月中旬的5.33元/克(23.49美元/盎司)，上涨至当前(5月20日)的7.53元/克(32.31美元/盎司)，价格创历史新高，且还在不断上涨中。
世界白银协会(TSI)最新报告指出，近年来，白银矿产的供应增长远落后于需求增长，在光伏新能源和半导体产业用银需求保持强势增长的情况下，白银已经持续3年出现供应缺口。
该协会数据显示，2022—2023年，全球白银供应量分别为3.125万吨和3.144万吨，同比增长0.8%和0.6%，其中矿产白银产量保持在2.583万吨左右，几乎没有增量。
在此背景下，TSI表示，2024年全球白银需求有望稳步增长，延续供不应求的态势。
光伏等需求用银量持续上升，银价看涨
从需求结构来看，目前全球白银中实物投资和工业生产用量各占比50%，而在中国，工业生产用银的占比可达80%，其中近40%为光伏用银，约40%为电气元件用银，剩余的20%为钎焊和电子元器件用银。
从应用结构来看，光伏用银是近年来白银工业需求增长的主要来源。TSI数据显示，2022年和2023年，光伏用银量分别为3672吨和6017吨，2023年需求接近64%的增长弥补了其他工业领域用银量的萎缩。
该机构预计，2024年光伏用银量上升至7217吨，同比上涨20%。
光伏银浆是太阳电池环节的核心辅材之一，电池的两面需要高纯度银粉生成的银浆，经过丝网印刷工艺从而获得导电性能，而银浆在电池环节非硅成本中占比最高。
随着当前光伏高效电池由p型向n型(TopCon、HJT等)迭代，对银浆的需求量也成倍上升，其中，TOPCon电池单片银浆耗量增长近80%，HJT电池单片银耗量近乎翻倍。
TSI预计在2024年，全球p型电池片银浆需求量从4000吨降至2600吨，而TopCon电池片银浆用量将由1700吨增长至近4000吨，HJT银浆用量则从600吨增至1000吨，p型和n型的需求将延续此消彼长的趋势。
2024年全球白银需求量超过供应量，这将使在需求主导的市场中银价获得更强的弹性，TSI保守估计，年内白银价格将在23~30美元/盎司的区间波动。
FxPro平台资深市场分析师Alex Kuptsikevich则表示，近期目标价是每盎司33美元，白银的长期趋势也偏向看涨，银价可能大幅升至50美元的历史高点。
随着银价上涨，为了降低成本，很多光伏企业也在抓紧研发降低银浆用量的产品，爱旭董事长陈刚表示：“银价肯定还会不断上涨，去年平均银价在4000多元/公斤，现在涨到7000多元/公斤，已经涨了40%，翻倍一点也不奇怪。”
为了进一步去银降本，爱旭开发BC类电池组件，将目光放在了0BB(无主栅)技术上，并使用了铜电极，首创无银化金属涂布等技术，以期解决这一环节的成本问题。
国际能源署(IEA)本月初发布的报告显示，2023年世界清洁技术投资将激增70%。其中，光伏组件投资达800亿美元，是2022年的两倍多，约占去年总投资的40%。
鉴于这一趋势，专门从事贵金属的投资管理公司Sprott也认为光伏行业对白银的需求将持续增长，预计到2030年，光伏电池组件制造商对金属白银的需求预计将增长近170%，达到2.73亿盎司——约占白银总量的五分之一。
银价暴涨至8000元/kg，已使HJT电池成本追平TOPCon提前实现胜利
HJT电池的生产成本在2024年初相比TOPCon电池存在着一定的劣势。从图 4中可以看到，HJT的电池生产成本在浆料上与TOPCon电池基本打平；HJT电池在硅片上存在着0.01元/W的成本优势，在靶材上存在着0.033元/W的成本劣势，在折旧上存在着0.016元/W的成本劣势。由此测算，在2024年初HJT电池相比TOPCon电池的成本劣势约为0.04元/W。
根据HJT产业链原本的技术进步方案，2024年要通过硅片100μm薄片化、低品质硅片使用、30%银包铜、0BB、50%无铟靶材、全开口网版等多项技术进步的量产导入及各环节的供应链降本，才能在年底与TOPCon实现电池量产生产成本的打平。
但由于当前银价出现暴涨，HJT电池只需要实现30%银包铜的量产导入，以及银包铜定价公式的转变，就能通过浆料成本这一项，拉开与TOPCon电池的成本差距至0.04元/W左右。因此，不难得出结论：银价的暴涨，已使HJT电池技术在成本上提前打平TOPCon电池，提前取得技术路线之争的胜利。
HJT银包铜浆料的定价公式已经实现重大转变
2024年3月10日，高效异质结俱乐部（740W+俱乐部）在上海成立。在740W+俱乐部10家发起成员的共同努力下，2024年4月，HJT电池企业已经与浆料企业就HJT银包铜浆料的定价公式达成一致。根据HJT电池企业与浆料企业间的约定，自4月中旬开始，“银包铜浆料价格=银价×银含量+加价”。
在此之前，部分银包铜企业采用“银包铜浆料价格=银价-减项”或“银包铜浆料价格=银价×70~75%+加价”的方式报价。这导致了，HJT电池企业并不能实际享受到或完全享受到银浆上涨对其相对TOPCon电池企业成本优势的显著扩大。
在本次银价暴涨的过程中，740W+俱乐部成员首次开展实质性的合作，联手推动HJT产业链的发展。在当前全面过剩的光伏产业界，HJT阵营740W+俱乐部的精诚团结，显得格外珍贵。740W+俱乐部不仅为异质结阵营的发展凝聚力量，更为光伏产业的长期健康发展提供了一个良好的范式。
银价上涨加速光伏电池技术路线更迭的动态推演
测算，本轮白银价格暴涨，导致了HJT电池技术成本相比TOPCon技术成本的快速打平。但考虑到HJT电池产业链存在着设备供应及技术人才方面的瓶颈，HJT对TOPCon的迭代并不会像TOPCon取代PERC电池那样一蹴而就。在我们看来，HJT技术在未来几年的发展会像2016-2020年间的单多晶替代一样，以渗透率每年翻番左右的节奏逐步替代TOPCon。
如果上述进程如预期发生，则测算：在2024-2027年，光伏电池对白银的需求量既不会出现显著的下跌，也不会出现进一步大幅的暴涨。这一基本面配合全球降息周期，会使得白银价格在较高的水平上维持，从而保证HJT相比TOPCon的持续成本优势。
但白银价格是双向波动的，HJT除浆料降本外的其他技术进步也有可能不达预期。当“白银价格向下波动”与“HJT除浆料降本外的其他技术进步可能的不达预期”同时发生，是否会影响HJT技术对TOPCon技术的颠覆式替代呢？
认为是不会的。原因是，当上述两种情形同时发生时，只要光伏行业的需求重回增长，商品市场的投资者预期就会发生作用，商品市场投资者会认定“TOPCon作为主流技术配合光伏行业需求的增长，必然推动白银需求的激增”，从而会在大的宏观政治经济背景下持续炒作银价。不难测算，如果没有HJT技术对TOPCon技术的颠覆式替代，按照“每GW耗银8.7吨”测算，2035年光伏行业需求超过3400GW时，光伏行业的年白银消耗量将正好达到30000吨/年，这意味着仅光伏用银这一项就能吃掉白银当前一年新增供给量的97%。在这一预期下，白银又会涨到怎样的程度呢？由此，银价必然会较长时间维持暴涨的趋势，拉大HJT在浆料上相比TOPCon的成本优势，以继续实现HJT技术相比TOPCon技术的颠覆式替代。
三、新能源行业重大事件
1、特朗普获胜将危及美国1万亿美元的能源投资
Wood Mackenzie表示，如果共和党在美国今年的总统大选中获胜，可能会减缓该国的能源转型进程，并逆转去碳化政策。
该分析师最近的一份报告强调，如果唐纳德·特朗普赢得11月大选，1万亿美元的能源投资可能会面临损失的风险。这不仅会影响未来五年周期的能源投资，还会影响到2050年。
在最基本的情景下，2023年至2050年期间，能源领域的投资总额将约为7.7万亿美元，而在净零排放情景下，投资总额将上升至11.8万亿美元。
然而，Wood Mackenzie表示，尽管美国可再生能源部门支持该法案，但《通胀削减法案》(IRA)提供的生产(PTC)和投资税收抵免(ITC)都不太可能停止。
Wood Mackenzie能源转型研究主管David Brown表示：“《通胀削减法案》不太可能被完全废除。
然而，如果特朗普再次当选总统，他很可能会发布行政命令，放弃电力部门的2035年净零排放目标，对环保署(EPA)设定更宽松的排放目标，并发布有利于蓝色氢气的税收抵免规定。
太阳能光伏、风能和储能的部署可能比基本情景低25%，预计到2050年装机容量将达到500GW。另一方面，基本情景预测，到2050年，太阳能和风能将增长六倍。
除了担心共和党的胜利可能会改变清洁能源投资的步伐外，该报告还提到了美国和中国之间的持续关系。
上周，拜登政府宣布了几项基于政策的举措，其中最引人注目的是根据第301条款将太阳能电池板关税从25%提高至50%。
此外，美国取消了第201条规定的双面组件豁免，拜登重申，2024年6月6日是东南亚进口太阳能关税豁免结束的日子。
然而，这并不是我们最后一次听到反倾销和反补贴税(AD / CVD)的消息，因为商务部上周对从柬埔寨，越南，泰国和马来西亚进口的太阳能电池进行了调查。
该调查是基于美国太阳能制造业贸易委员会(American Alliance for Solar Manufacturing Trade Committee)今年4月提出的一份请愿书。该组织由一些在美国设有基地的太阳能制造商组成，其中包括碲化镉(CdTe)薄膜模块生产商First Solar和主要的硅基制造商Qcells和Meyer Burger，他们呼吁对上述四个国家的制造做法进行调查。
无论联邦政府的状况如何，各州仍可继续负责推动可再生能源领域的增长。
在2016年至2020年特朗普的第一个总统任期内，州级可再生能源组合标准和自愿性可再生能源目标支持太阳能和风能的年均增长超过13%。
Wood Mackenzie报告指出：“如果特朗普再次当选，联邦政府对去碳化的支持肯定会减少，但各州将接过接力棒。”
2、2023-2027全球锂电池及六大主材市场分析及展望
六大主材——竞争格局
锂电中游材料企业资本开支降速，供需缓和逐步具备条件。成本曲线分化较大且差异稳定的电解液和结构件环节预计盈利底部率先清晰，随着碳酸锂价格逐步回落低位以及石墨化价格低位企稳，正负极环节库存问题对盈利的压制也有望陆续出清。新技术应用方面，磷酸锰铁锂、复合铜箔等新技术迭代带来的产品力区分，长期将是优化竞争格局的关键利器。
正极：多种技术路线齐头幵进，市场集中度在“四大主材”中最分散；
三元锂、磷酸铁锂等多种技术将在中长期齐头并进，锚定细分市场，发挥各自优势。三元锂仍是高端乘用车市场首选；磷酸铁锂则向低端乘用车、商用车和储能市场渗透；钴酸锂由于充放电稳定，在小型电子产品上会继续发挥优势；而锰酸锂在与用车市场上仍将保持一定份额。多体系并存才能解决我 国单一资源匮乏的问题。技术迭代路径上，三元材料以高镍化、无钴化、单晶化为主导方向；磷酸铁锂则以金属掺杂为主。
产业格局上，正极材料产业集中度在四大材料中最低，竞争激烈，其中磷酸铁锂的市场集中度高于三元锂。三元材料企业纷纷在前驱体生产等上游原料环节加大投资、提高控制力；磷酸铁锂材料企业则通过加大铁源自有产能建设来降低成本。
负极：人造石墨一体化发展，硅基负极加速渗透，“三大四小”格局稳定；
技术布局方面，中长期内人造石墨仍是主流，硅基负极加速渗透。目前石墨的比容量已经接近理论上限，提升空间较小，因此比容更高的硅基负极成为技术突破方向。纯硅负极的理论容量能达到 4200mAh/g，是石墨负极的 10 倍以上，但其安全性、寿命、充放电功能较差，需要材料工艺不断突破。
产业格局上，负极材料竞争格局相对固化，市场集中度较高。由于高能耗的石墨化工序对负极材料至关重要，所以负极材料多选择在能源大省自建石墨化生产。整体上，我国负极材料企业长期保持“三大四小”的格局。“三大”为贝特瑞、璞泰来、杉杉股份，“四小”为尚太科技、中科电气、东莞凯金、翔丰华。同时，环评审批趋严限制了小厂的产能扩张，短期看“三大四小”的格局仍将持续，尚难走出绝对龙头。
隔膜：“湿法”主流，竞争“一超多强”，稳中有进；
湿法隔膜配合涂覆技术是当前及未来主流技术斱向。湿法工艺熔点低，湿法隔膜的耐热性较差，因此涂覆技术成为重点技术路径。固态电池的发展虽然会对隔膜材料产生颠覆性影响，但鉴于高成本+低产能，短期内基本上不会大规模普及。隔膜属于典型的重资产、高壁垒行业。“重资产、高壁垒”的产业特征决定隔膜行业呈现高度规模化、一体化的发展格局。恩捷股份在国内湿法隔膜上技术领先，良率已达到 90%以上，国内市占率 30%以上，是国内隔膜市场的绝对龙头。
电解液：双氟磺酰亚胺锂“后来居上”，一超多强，栺局稳定；双氟磺酰亚胺锂（LiFSI）替代六氟磷酸锂，进而成为下一代电解液主流锂盐的趋势愈发明显。LiFSI 不仅具有优异的热稳定性，且在电导率等方面同样优于六氟磷酸锂，能够延长电池寿命，提高充放电功率以及安全性。
固态电解质是电解液的终极形式，全面量产仍需 5-10 年时间。目前固态电解质几乎是由龙头电解液公司在跟进和迭代，目前造价仍然较高，缺乏配套的设备厂商，量产尚需时日。
风险提示：
光伏、风电行业政策波动风险；原材料价格大幅波动、经济下行影响光伏、风电需求不及预期风险；光伏、风电新增装机、产能释放不及预期风险；其他突发爆炸等事件的风险等。
免责声明：
本报告中的信息均来源于展恒基金认为可靠的公开可获得资料，但对这些资料或数据的准确性、完整性和正确性展恒基金不做任何保证，据此投资责任自负。本报告不构成个人投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。本报告仅向特定客户传送，未经展恒基金授权许可，不得以任何方式复印、传送或出版，否则均可能承担法律责任。就本报告内容及其中可能出现的任何错误、疏忽、误解或其他不确定之处，展恒基金不承担任何法律责任。
